Bewertung des ökonomischen Potenzials von Druckluft
Druckluft als Energiequelle funktioniert nach folgendem Prinzip: Komprimierte Luft wird in unterirdischen Kavernen bei einem Druck von 100 Bar oder mehr gespeichert. Wird diese komprimierte Luft wieder an die Oberfläche befördert, wird sie erhitzt und verwendet, um über eine Turbine einen Generator anzutreiben, der Elektrizität erzeugt. Keine der zwei Anlagen, die bisher weltweit entwickelt wurde, kam jedoch bei der Umwandlung über einen Wirkungsgrad von 55% hinaus. Im Verlaufe von neuen Forschungsinitiativen wurden Möglichkeiten erforscht, wie bei der Komprimierung der gespeicherten Luft durch elektrisch angetriebene Kompressoren Windenergie verwendet werden kann. Bei konventionellen Druckluftspeicherkraftwerken wird ein beträchtlicher Teil der mechanischen Energie, die von Turbinen erzeugt wird, zum Betrieb der Kompressoren verwendet. Die Kombination dieser beiden Technologien, ein eher ungleiches Paar, war sinnvoll, obwohl Windkraftanlagen aufgrund ihrer Abhängigkeit von den Wind- und Wetterbedingungen keine konstante Quelle bei der Energieerzeugung darstellen. Um diese beiden Technologien zusammenbringen zu können, waren jedoch umfangreiche Forschungsarbeiten auf vielen Gebieten nötig. Passende Anlagen zur Wärmespeicherung mussten überprüft und die Entwicklung von Fabrikmodellen zur Modellierung der ökonomischen Abläufe unter Berücksichtigung der erforderlichen betrieblichen Sicherheitsnormen in Betracht gezogen werden. Die Möglichkeit der Entwicklung einer Gleitdruckturbine mit kurzer Reaktionszeit wurde ebenfalls untersucht. Projektpartner an der Universität zu Köln haben an der Entwicklung von detaillierten ökonomischen Modellen zur Massenspeicherung von Elektrizität auf den europäischen Märkten gearbeitet. Im Rahmen der Forschungsarbeiten wurden speziell für das Projekt drei Wirtschaftsmodelle entwickelt. Diese Modelle sind allerdings für jeden Mix im Bereich der Energieerzeugung anwendbar und können daher auf jedem beliebigen Energiemarkt angewendet werden. Das erste Modell namens GEMS basiert auf dem Investitions- und Verteilungsprinzip des deutschen Stromversorgungssystems. Mit diesem Modell wurden Wege erforscht, durch die die Energieerzeugungskosten durch langfristige Investitionen und kurzfristige Aktionen reduziert werden können. Anschließend wurde das GEMS-Modell an den niederländischen Markt angepasst. Das so entwickelte Modell erhielt den Namen GEMS-CHP. Bei diesem Modell wurden die Wärme- und die Elektrizitätserzeugung berücksichtigt, Braunkohlekraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke wurden dagegen ausgeklammert. Das dritte Modell mit der Bezeichnung DIMEX ist ein Modell zur linearen Optimierung, das technische Einschränkungen und ökonomische Parameter berücksichtigt, um die optimale Ausgangsleistung eines Kraftwerks und den von dieser Anlage generierten finanziellen Ertrag zu bestimmen.
